CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 ESTUDIO CONTROL DE FRECUENCIA Y DETERMINACIÓN DE RESERVAS INFORME AÑO 2013 Autor Fecha Creación Última Impresión Correlativo Versión Dirección de Operación 29-11-2013 31-01-2014 CDEC-SING C-0090/2013 2.0 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 CONTROL DEL DOCUMENTO APROBACIÓN Versión Aprobado por 1.0 Para Observaciones 2.0 Informe Final REGISTRO DE CAMBIOS Fecha 29.11.2013 Autor Departamento de Sistemas Eléctricos Versión 2.0 Descripción del Cambio Confección del Informe 31.01.2014 Departamento de Sistemas Eléctricos 2.0 Modificación de acuerdo a observaciones recibidas REVISORES Nombre Cargo Daniel Salazar J. Director de Operación y Peajes Raúl Moreno T. Subdirector de Operación Gretchen Zbinden V. Jefe Departamento de Sistemas Eléctricos Johanna Monteiro Z. Ingeniero Departamento de Sistemas Eléctricos Germán Concha V. Ingeniero Departamento de Sistemas Eléctricos Christian Weishaupt V. Ingeniero Departamento de Sistemas Eléctricos Sebastián Barckhahn Ingeniero Departamento de Sistemas Eléctricos DISTRIBUCIÓN Copia Destinatario Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 2 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 CONTENIDO CONTROL DEL DOCUMENTO Aprobación Registro de Cambios Revisores Distribución 2 2 2 2 2 CONTENIDO 3 1. INTRODUCCIÓN 4 2. RESUMEN EJECUTIVO 5 3. DETERMINACIÓN DE LOS REQUERIMIENTOS DE RESERVAS PARA EL CPF Y EL CSF 7 3.1 Control primario de frecuencia (CPF) 3.1.1 Determinación de reserva para CPF 3.2 Control secundario de frecuencia (CSF) 3.2.1 Determinación de reserva en giro para CSF 3.2.2 Tasa mínima de subida/bajada de carga para CSF 3.2.3 Reserva pronta y detenida de corto plazo para CSF 7 7 8 8 10 14 4. EVALUACIÓN DEL DESEMPEÑO DEL CONTROL DE FRECUENCIA Y PLAN DE REGULARIZACIÓN 17 4.1 Análisis del desempeño del CPF ante contingencias 4.2 Análisis del desempeño del CF en estado normal y alerta 4.3 Análisis del desempeño de la tasa de subida/bajada de las unidades 4.4 Requerimientos 5. CONTROL DE FRECUENCIA EN LA OPERACIÓN 5.1 Señales para supervisión del control de frecuencia 5.2 Reglas de decisión 17 17 18 19 20 20 21 6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 23 7. ANEXOS 25 7.1 Reserva primaria y potencia máxima de despacho de unidades generadoras 7.2 reserva pronta y detenida de corto plazo 7.3 Registro falla unidades 7.4 Desempeño CPF por unidad Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 25 26 27 29 Página 3 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 1. INTRODUCCIÓN El Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas, encomendado en el Título 6-8 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NT), tiene por objeto efectuar una verificación del cumplimiento de los estándares de seguridad y calidad de servicio (SyCS) establecidos en el Capítulo N°5 de la NT, a través de: La definición de los requerimientos de las reservas para el Control Primario de Frecuencia (CPF) y el Control Secundario de Frecuencia (CSF), necesarias para cumplir con los estándares de SyCS de la presente NT. La correcta asignación de las reservas entre las diferentes unidades generadoras participantes del CPF y del CSF. La evaluación de la calidad y cantidad de recursos para el Control de Frecuencia (CF). Las correcciones y ajustes necesarios a las políticas de seguridad operativa, toda vez que existan riesgos de incumplimiento de los estándares de SyCS. El desarrollo del presente Estudio se basa en criterios establecidos en la NT y utiliza la información y experiencia adquirida por la DO durante la operación del SING. En particular se revisan los requerimientos de reserva para CPF y CSF, junto con el desempeño de éstas. El Estudio surge de lo dispuesto en el artículo 6-47 de la NT, donde se especifica la periodicidad anual de éste. En este sentido, los análisis, resultados y conclusiones planteados, se consideran válidos para el horizonte de evaluación, el cual comprende el período desde el 1° de Enero al 31 de Diciembre de 2014. No obstante lo anterior, en el caso que se produzcan modificaciones en el Sistema Interconectado (SI) que puedan afectar los resultados y/o conclusiones incorporadas en el Estudio, se realizará una actualización del mismo en un plazo menor al especificado. Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 4 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 2. RESUMEN EJECUTIVO El Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas se enmarca dentro de las exigencias establecidas en la NT, y consideraciones de aplicación práctica en el SING provenientes de la experiencia adquirida por la DO. En este sentido se ha realizado una revisión de los siguientes aspectos: Requerimientos de reservas para el CPF. Requerimientos de reservas y tasa de toma de carga para el CSF. Evaluación de la calidad y cantidad de recursos para el Control de Frecuencia y de las políticas de seguridad operativa. El último punto contempla un análisis de la forma en que se realiza el Control de Frecuencia en el SING, considerando los requerimientos especificados en la NT y las políticas de operación vigentes. Los requerimientos de reservas para CPF y CSF, necesarias para cumplir con los estándares de SyCS de la presente NT, se resumen en la Tabla 2.1. Control Primario de Frecuencia Tabla 2.1. Requerimientos del Control de Frecuencia Requerimientos Sistémicos Reserva Primaria ≥ 70 [MW] Todas las unidades participan del CPF Reserva en giro ≥ 7% Banda muerta 25 mHz Requerimientos por unidad generadora Estatismo 4%-8% Reserva Primaria según valor informado a la DO Potencia máxima de despacho según valores determinados por la DO Control Secundario de Frecuencia Holgura para aumentar generación + 50 [MW] Reserva en Giro Requerimientos Sistémicos Holgura para disminuir generación - 120 [MW] Tasa mínima de subida/bajada de carga 2.3 [MW/min] Reserva Pronta + Reserva Detenida Corto Plazo ≥ 159 [MW] Requerimientos por unidad generadora Tasa subida/bajada de carga acorde con tecnología e información técnica En lo que respecta al desempeño del Control de Frecuencia se observa lo siguiente: Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 5 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 Si bien el nivel de reserva para CPF es suficiente, la reserva primaria observada en eventos de falla que han implicado operación del EDAC, es sólo de un 61% con respecto a la reserva disponible previo a la ocurrencia de la falla. Dado lo anterior, los Coordinados deberán implementar, en coordinación con la DO, acciones correctivas tendientes a dar cumplimiento con los requerimientos establecidos. En los casos que la DO lo considere necesario, se procederá a ajustar la potencia de despacho de las unidades generadoras a un nivel menor al actual, y/o a iniciar un proceso de verificación del comportamiento de la unidad. A partir de los registros analizados, asociados al desempeño del CSF, se puede observar que la frecuencia no logra permanecer en el rango 49.8 - 50.2 Hz el 97% del tiempo del período de control establecido en el artículo 5-31 de la NT. En lo que respecta a las tasas de subida/bajada de carga de las unidades, en términos generales, en la operación real se observan tasas menores a las informadas por los Coordinados. Con el fin de mejorar el desempeño del CSF, se ha definido una tasa mínima de subida/bajada de carga de 2.3 [MW/min], la que deberá ser proporcionada por la o las unidades que realicen el CSF. Dicha tasa ha sido definida considerando una ventana móvil de 15 minutos y que el CSF es realizado en forma manual. En lo que respecta a la tasa de subida/bajada de carga de las unidades generadoras, los Coordinados deberán implementar, en Coordinación con la DO, las acciones correctivas tendientes a dar cumplimiento con las tasas informadas a la DO. Si bien, al establecer una tasa de subida/bajada de carga, mejoraría el desempeño global del sistema al realizar el CSF, no es posible asegurar que, estando el sistema en Estado Normal, la frecuencia se mantendrá dentro del rango 49.8-50.2 [Hz] el 97% del tiempo. Los factores que inciden en este comportamiento son los siguientes: - Tasas de subida/bajada de carga de algunas unidades generadoras, menores al valor mínimo especificado. - Retardos propios entre la toma de decisión y los aportes efectivos de las máquinas. - Capacidad de respuesta dependiente del operador que realiza el CSF, siendo de de gran importancia que los operadores conozcan acabadamente la relación que existe entre la operación adecuada del SI y los modos de control de los grupos generadores. Finalmente, cabe destacar que con los recursos actuales del SING, no es posible garantizar un control efectivo de frecuencia para variaciones de demanda que se dan en ventanas de tiempo menores a 15 minutos, donde las tasas de variación alcanzan valores del orden de 12 [MW/min]. Para estos casos se requiere contar con un control automático de generación (AGC), dado que esta alternativa permitiría realizar el CSF de forma coordinada por un conjunto de unidades generadoras del SING, a través de un seguimiento oportuno de las desviaciones de demanda analizadas. Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 6 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 3. DETERMINACIÓN DE LOS REQUERIMIENTOS DE RESERVAS PARA EL CPF Y EL CSF 3.1 CONTROL PRIMARIO DE FRECUENCIA (CPF) El CPF corresponde a la acción de control ejercida rápidamente sobre la frecuencia del SI a través de los Controladores de Carga/Velocidad de las unidades generadoras sincrónicas (dependiendo de la reserva en giro con la que dichas máquinas se encuentren despachadas) y de los Controladores de Frecuencia/Potencia de Equipos de Compensación de Energía Activa, habilitados para tal fin, que permitan modificar en forma automática su producción. El objetivo principal del CPF es controlar las desviaciones instantáneas de frecuencia y establecer el equilibrio entre la generación y la demanda en un tiempo acotado, ya sea en condiciones normales de operación o ante contingencias que provoquen un aumento o disminución relevante de la frecuencia del sistema. 3.1.1 DETERMINACIÓN DE RESERVA PARA CPF La reserva primaria se mide en ensayos específicos que aíslan el comportamiento de la unidad de la respuesta del resto del sistema. El monto de reserva primaria resultante depende de las características generales de la unidad, siendo relevantes aquellas asociadas al tipo de turbina y los ajustes dispuestos en el regulador de velocidad, y en particular los ajustes de estatismo, banda muerta, ganancias, constantes de control y saturaciones. El aporte de reserva primaria de una unidad generadora que opera interconectada, depende entre otros parámetros, del despacho existente en el sistema y de las condiciones de operación de la unidad, previo a la perturbación. Se observa que la capacidad para realizar CPF se deteriora fuertemente a medida que la generación se acerca al valor de potencia máxima de la unidad, por lo que resulta fundamental despachar las unidades en un valor de consigna que permita preservar su capacidad para responder ante variaciones intempestivas de la frecuencia. En el caso particular del SING, se deben considerar los siguientes aspectos asociados al CPF. a) Todas las unidades generadoras presentes en el despacho participan en el CPF. b) Se establece una potencia máxima de despacho para cada unidad, inferior a su potencia nominal, con el fin de asegurar la disponibilidad de reserva para realizar el CPF. c) Los Coordinados informan los montos de reserva para CPF en función de las pruebas realizadas a sus unidades generadoras, sin embargo, la DO puede modificar estos valores en función del desempeño verificado en la operación de tiempo real. d) El requerimiento mínimo de reserva para CPF es de un 7% respecto de su potencia nominal. Los valores de reserva primaria y la potencia máxima de despacho que actualmente son utilizados por la DO se presentan en el Anexo 7.1. Actualmente, el requerimiento mínimo de reserva para el CPF es de 70 [MW], el cual considera la reserva para cubrir variaciones intempestivas de la demanda y mantener un desempeño estable en frecuencia, la participación en el control de la desconexión intempestiva de unidades generadoras y consumos, y el margen necesario para apoyar al CSF. Dicho monto de reserva se encuentra en aplicación a nivel de la programación y operación de tiempo real, verificándose un desempeño apropiado en términos del comportamiento en frecuencia, en condiciones normales de operación y ante contingencias. Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 7 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 3.2 CONTROL SECUNDARIO DE FRECUENCIA (CSF) El CSF corresponde a la acción manual o automática destinada a compensar el error final de frecuencia resultante de la acción del CPF que ejercen los Controladores de Carga/Velocidad de las unidades generadoras. Es función del CSF restablecer la frecuencia del SI en su valor nominal, permitiendo a las unidades generadoras participantes del CPF restablecer su producción de acuerdo al orden económico del despacho. Dado que a la fecha, aún no se implementa un control automático de generación (AGC) en el SING, el CSF se realizará en forma manual. De acuerdo a lo establecido en el artículo 6-52 de la NT, la reserva para el CSF será establecida por la DO en función del mayor error estadístico en la previsión de la demanda y de las contingencias más probables. Por lo tanto, el monto de reserva para realizar CSF se define de acuerdo a lo siguiente: A partir de las desviaciones entre la demanda real y programada en estado normal, se determinará el requerimiento de reserva en giro del sistema (sección 3.2.1). Respecto del requerimiento asociado a la reserva en giro, se establecerá una tasa mínima de subida/bajada de carga, asociada a las unidades que realizan el CSF (sección 3.2.2). A partir del análisis de las contingencias más probables, se definirá un monto mínimo de reserva pronta más reserva detenida de corto plazo (sección 3.2.3). 3.2.1 DETERMINACIÓN DE RESERVA EN GIRO PARA CSF En la operación de tiempo real, el despacho de las unidades generadoras se ajusta en cada hora a la demanda real existente. Este ajuste se realiza a partir de la capacidad física en [MW] que tienen las unidades para subir o bajar carga, respecto de los valores previos a la recepción de una consigna por parte del CDC. Dicho incremento (o decremento) de generación ocurre a expensas de la reserva en giro disponible en las unidades, correspondiente a la diferencia existente entre la potencia máxima de despacho y la potencia generada. Es del caso señalar que la reserva en giro aquí mencionada se refiere al requerimiento de regulación secundaria en un horizonte de tiempo intrahorario, y por lo tanto no se refiere a la capacidad de regulación o despacho de unidades para hacer el seguimiento de la demanda a lo largo del día, el cual es un problema que se resuelve en el ámbito de la programación. 3.2.1.1 Metodología Para determinar el monto de reserva en giro para CSF, se utiliza la siguiente metodología: a) El periodo considerado en el análisis, considera registros de demanda real y programada entre Febrero y Septiembre del año 2013. No se consideran registros anteriores dado que en Enero del año 2013 se realizó una actualización del monto de CSF, según lo establecido en el Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas del año 2012. b) Se calcula el error de previsión horario a partir de las desviaciones entre la demanda real y demanda programada en cada hora, excluyendo los registros horarios donde se presenten los siguientes casos: Contingencias que involucren pérdidas de unidades generadoras, que dan origen a condiciones de subfrecuencia y/o operación del EDAC. Contingencias que involucren desconexiones de carga, que dan origen a condiciones de sobrefrecuencia y/o operación del EDAG. Uso de DMC. Desviaciones de demanda de gran magnitud que fueron corregidas en la operación de tiempo real o a través de un redespacho de generación. Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 8 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 ó _ _ _ Donde, ó _ _ Error de Previsión de demanda horario [MW]. : : Demanda real horaria [MW]. _ : Demanda programada horaria [MW]. c) A partir del vector de datos resultante, se calcula la media y la desviación estándar de acuerdo a lo siguiente: 1 ó ó _ 1 ó 1 ó Donde, ó : : : Error medio de Previsión de demanda [MW]. Número de datos. Desviación estándar. d) Si se asume que el error de previsión de demanda posee una distribución estadística de tipo normal y considerando un nivel de confianza del 97% (equivalente a 2.17 veces la desviación estándar del error medio de previsión), se obtiene la magnitud de reserva en giro requerida en el sistema de la siguiente forma: ó 2.17 ó 2.17 Donde, : Reserva para subir carga. : Reserva para bajar carga. 3.2.1.2 Resultados A partir de la metodología anterior, se realiza el análisis estadístico asociado al error de previsión de demanda. La función de densidad de probabilidad para el período Febrero-Septiembre del año 2013 se muestran en la Figura 3.1, lo que se traduce en los siguientes resultados numéricos: ó 35 39.4 La media resultante se encuentra desplazada del valor nulo, dado que la mayor parte del tiempo, la demanda informada por los Coordinados se encuentra sobredimensionada respecto de la demanda observada en la operación de tiempo real. Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 9 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 Luego, considerando un nivel de confianza igual al 97%, los valores estadísticos resultantes, que definen el monto de reserva en giro para el sistema, son los siguientes: 50 120 0,012 Función de Densidad de Probabilidad 0,01 0,008 0,006 0,004 0,002 0 ‐200 ‐150 ‐100 ‐50 0 50 100 150 Error Estadístico de previsión de demanda [MW] Datos en Intervalo de Confianza = 97% 200 Densidad Figura 3.1. Error estadístico de previsión de demanda Dado lo anterior, se obtiene un requerimiento de reserva en giro para CSF de 50 [MW] para desviaciones de demanda real superiores a la programada, y 120 [MW] para desviaciones de demanda real inferiores a la programada. 3.2.2 TASA MÍNIMA DE SUBIDA/BAJADA DE CARGA PARA CSF En la operación real del sistema, se ha evidenciado la dificultad que tienen algunas unidades generadoras para llevar a cabo el CSF, tal como se indica en la sección 4.2. Esto se debe en gran medida a una deficiente tasa de subida/bajada de carga, para cubrir los requerimientos asociados a la variación de la demanda intrahoraria que impone el sistema. Debido a lo anterior, se establecerá una tasa mínima de subida/bajada de carga, de acuerdo a las variaciones de demanda cada un minuto, que estadísticamente se presentan en el SING. 3.2.2.1 Metodología Para efectos de establecer el requerimiento de tasa mínima de subida/bajada de carga para CSF, se analizan las desviaciones de la demanda bruta en un intervalo de tiempo menor a una hora, a fin de tener un análisis estadístico de los incrementos (o decrementos) de generación que utiliza los recursos de reserva en giro secundaria que tiene disponibles el sistema. Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 10 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 Los registros de operación real, que se consideran en la determinación del requerimiento de tasa de subida/bajada de carga, corresponden a datos históricos registrados cada un minuto, excluyendo aquellos días donde se presentan los siguientes casos: Contingencias que involucren pérdida de unidades generadoras importantes, que dan origen a condiciones de subfrecuencia y/o operación del EDAC. Uso de DMC. Rechazo de carga importante en el sistema. Estas consideraciones se justifican dado que en estos casos existe una participación de otros recursos de control que distorsionan las variaciones de generación bruta. Con el vector de datos filtrado, se establece una ventana móvil que recorre los datos de demanda bruta, calculando para cada intervalo la desviación máxima alcanzada en esa ventana. Para ilustrar esta metodología, en la Figura 3.2 se resume el cálculo del despliegue de la reserva en giro dentro de la ventana móvil. Máximo despliegue de reserva en giro Figura 3.2. Ilustración del proceso de identificación de los requerimientos máximos de reserva en giro A partir del ejemplo presentado en la figura anterior, se puede identificar en la ventana de datos analizada, un incremento máximo de la demanda, lo cual es abastecido a expensas de la reserva en giro disponible dentro de una ventana de tiempo . Una vez determinado los montos de reserva en giro para los datos analizados, se realiza un análisis estadístico, obteniendo la función de distribución de probabilidad discreta , en intervalos de 5 [MW]. A partir de la función de distribucion de probabilidad discreta , se obtiene la función de distribución acumulada . Para asegurar la cobertura de las variaciones estadísticas de demanda, se utiliza un intervalo de confianza mínimo , a partir del cual se determina un monto de reserva en [MW]. Con esta información, es posible Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 11 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 identificar una tasa de subida/bajada de carga mínima ( sistema. En términos formales: ∃! ∗ ∶ ∗ para cubrir las varaciones de demanda del ∗ ∴ / 3.2.2.2 Resultados La metodología anteriormente descrita se aplicó a una muestra de datos de generación bruta en el periodo Febrero-Octubre de 2013. Para aplicar esta metodología, se debe comenzar por establecer el intervalo de confianza y la ventana móvil, de manera de cumplir con los criterios de seguridad deseados. En cuanto al nivel de confianza, se considera un porcentaje igual al 97%. Por otro lado, para la ventana móvil, se analizan dos casos: a) Ventana móvil igual a 1 minuto Esta sensibilidad se realiza con el fin de determinar el requerimiento de tasa de subida/bajada de carga que permita seguir las variaciones de demanda del SING minuto a minuto. En la Figura 3.3, se observa que, para cubrir el 97% del tiempo las variaciones de demanda del sistema, se requiere una tasa de subida/ bajada de carga asociada al CSF igual a 11.64 [MW/min]. Tasas de variación de demanda 120 18 97% 11,64 MW/min 100 14 12 80 10 60 8 6 40 % Frecuencia Acumulada % Frecuencia Variación Demanda 16 4 20 2 0 0 MW/min % Frecuencia Varicción Demanda % Frecuencia Acumulada Figura 3.3. Tasa de variación de demanda para ventana móvil de 1 minuto De acuerdo a este resultado, y considerando que en la actualidad son muy pocas las unidades generadoras del SING que tienen una tasa de subida/bajada de carga que pueda cubrir este requerimiento, resulta impracticable establecer una restricción de esta magnitud, en particular considerando que el CSF se realiza actualmente de forma manual. Esta condición refuerza aún más la necesidad de contar con un control automático de generación (AGC) en el sistema, dado que esta alternativa permitiría realizar el CSF de forma coordinada por un conjunto de unidades generadoras del SING, a través de un seguimiento oportuno de las desviaciones de demanda analizadas. Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 12 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 b) Ventana móvil igual a 15 minutos De acuerdo a lo anterior, se establece una ventana móvil de 15 minutos, considerando la definición especificada en el artículo 1-7 de la NTSyCS. La ventana de tiempo seleccionada resulta más adecuada para poder realizar el seguimiento de las varaciones de demanda de forma manual. En la Figura 3.4 se muestra el histograma de la función de distribucion de probabilidad discreta p(x), y en la Figura 3.5 se muestra la función de distribución acumulada F(x) resultante. A partir de estos resultados, se establece el requerimiento mínimo de tasa de subida/bajada de carga de 35[MW]/15[min] = 2.3 [MW/min]. Figura 3.4. Función de distribución de probabilidad F(X*)> 97% Tasa de toma de carga necesaria para CSF, asociada al intervalo de confianza definido, para una ventana móvil de 15 min. X*= 35 MW Figura 3.5. Función de distribución de probabilidad acumulada Si bien, al establecer un requerimiento mínimo de tasa de subida/bajada de carga, mejoraría el desempeño global del sistema al realizar el CSF, no es posible asegurar que, en estando el sistema en Estado Normal, la Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 13 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 frecuencia se mantendrá dentro del rango 49.8-50.2 [Hz] el 97% del tiempo. Los factores que inciden en este comportamiento son los siguientes: a) Tasas de subida/bajada de carga de algunas unidades generadoras, menores al valor mínimo especificado. b) Retardos propios entre la toma de decisión y los aportes efectivos de las máquinas. c) Capacidad de respuesta dependiente del operador que realiza el CSF. Es de gran importancia que los operadores conozcan acabadamente la relación que existe entre la operación adecuada del SI y los modos de control de los grupos generadores. 3.2.3 RESERVA PRONTA Y DETENIDA DE CORTO PLAZO PARA CSF Se ha realizado un análisis de las contingencias de unidades generadoras ocurridas en el período comprendido entre Enero 2012 y Octubre 2013, considerando aquellas de un monto superior a 50 [MW]. De dicho análisis, se observa que el tiempo promedio de indisponibilidad de las unidades generadoras luego de ocurrida una falla es de 13.56 horas. En el Anexo 7.3 se encuentra el detalle de las unidades consideradas. En vista de los tiempos observados, se hace relevante el contar en el sistema con un monto de reserva de partida rápida para cubrir contingencias, y que sea capaz de recuperar la capacidad de éste para realizar control de frecuencia, logrando normalizar los niveles de reserva para CPF y CSF. Esta necesidad se ve reforzada con lo establecido en el artículo 6-52 de la NT, donde se indica que el monto de reserva para CSF, aparte de cubrir el mayor error estadístico de la demanda, debe ser capaz de cubrir las contingencias más probables. 3.2.3.1 Metodología Con el fin de cubrir la contingencia de generación más probable, se dispone de Reserva Pronta y Reserva Detenida de Corto Plazo, las que se describen a continuación: Reserva Pronta (RPronta): corresponde a la capacidad de potencia disponible en [MW] que puede ser inyectada al SING en un tiempo menor o igual a 15 minutos, de unidades generadoras que se encuentran fuera de servicio y que puedan entregar dicho aporte de potencia en cualquier instante por instrucción de la DO. Reserva Detenida de Corto Plazo (RD_CP): corresponde a la capacidad de potencia disponible en [MW] que puede ser inyectada al SING en un tiempo mayor a 15 minutos y menor o igual a 120 minutos, de unidades generadoras que se encuentran fuera de servicio y que puedan entregar dicho aporte de potencia en cualquier instante por instrucción de la DO. La reserva para soportar la contingencia más probable, Reserva CSFcontingencia, estará dada por la suma de la Reserva Pronta y más la Reserva Detenida de Corto Plazo, de acuerdo a la siguiente expresión: Para calcular el monto de la contingencia de generación más probable, se considera la estadística de falla de las unidades generadoras para un determinado periodo de observación, considerando aquellas fallas de un monto superior a 50 [MW]. Se realiza una ponderación de las fallas de acuerdo a la frecuencia de estas y considerando el nivel de despacho máximo de cada unidad generadora. De esta manera, el monto de reserva requerido para soportar la contingencia más probable, es calculado según la siguiente expresión: Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 14 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 ∑ ∗ Donde, : Monto de reserva en [MW] requerido para cubrir la contingencia más probable. Número total de unidades generadoras consideradas. Número de fallas de la unidad i en el periodo de observación. Despacho máximo de la unidad i. Número total de fallas en el periodo de observación. : : : : 3.2.3.2 Resultados La metodología anteriormente descrita se aplicó a las fallas registradas durante el período comprendido entre Enero 2012 y Octubre 2013. El siguiente gráfico resume la frecuencia de falla de las unidades generadoras durante el período analizado. Número de Fallas por Unidad período Enero 2012-Octubre 2013 ANG1 6 ANG2 11 CTA 8 CTH 4 CTM1 9 CTM2 8 CTM3 CTM3 TG 4 1 CTM3 TV 2 CTTAR 10 NTO1 6 NTO2 TG1B 3 1 TG2A 3 TV1C 1 TV2C 1 U12 5 U13 17 U14 12 U15 U16 14 11 Figura 3.6. Número de fallas de unidades generadoras en período Enero 2012 - Octubre 2013 Aplicando la metodología para las fallas de unidades generadoras en el periodo indicado, se obtiene un monto de reserva para CSF igual a 159 [MW]. Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 15 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 En la Tabla 3.1 siguiente, se muestra un resumen de la Reserva Pronta y Detenida de Corto Plazo disponible para ser inyectada al sistema, en función del tiempo. Tabla 3.1. Reserva Pronta y Detenida de Corto Plazo Tiempo en que el aporte de potencia está disponible [minutos] Reserva Pronta + Reserva Detenida CP [MW] 15 66 TG2A sincronizada 30 289 TG2A a mínimo técnico U16-TG sincronizada CTM3-TG sincronizada 558 TG2A a plena carga U16-TG a mínimo técnico y subiendo a plena carga CTM3-TG subiendo a mínimo técnico TG1A subiendo a mínimo técnico TG1B, TG2B sincronizada 892 TG2A a plena carga U16-TG a plena carga CTM3-TG a plena carga TG1A a plena carga TG1B, TG2B sincronizada 60 120 Comentarios En el Anexo 7.2 se muestra un detalle de las unidades candidatas a ser consideradas como Reserva Pronta y Reserva Detenida de Corto Plazo. Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 16 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 4. EVALUACIÓN DEL DESEMPEÑO DEL CONTROL DE FRECUENCIA Y PLAN DE REGULARIZACIÓN 4.1 ANÁLISIS DEL DESEMPEÑO DEL CPF ANTE CONTINGENCIAS El desempeño de cada unidad generadora al realizar el CPF, se calcula a partir de la respuesta observada en las unidades para las fallas en las cuales la frecuencia medida en S/E Crucero alcanza valores iguales o menores a 49 Hz (operación del EDAC por Subfrecuencia). El análisis de la Reserva Primaria observada y registrada en los EAF, se realizó para el período comprendido entre Enero y Octubre de 2013. Para cada uno de los eventos considerados en el análisis, se ha registrado la siguiente información: Reserva Primaria Programada en el respectivo programa de generación. Este valor considera los montos de Reserva Primaria informados por los Coordinados. Reserva Primaria Disponible, considera el valor de reserva que efectivamente podría haber entregado la unidad dado el nivel de generación real previo a la ocurrencia del evento de falla. Respuesta Observada, corresponde a la potencia eléctrica adicional que es proporcionada por la unidad generadora, considerando el máximo entre el valor entregado a frecuencia mínima y a 10 segundos. El desempeño de cada unidad ha sido calculado de la siguiente forma: Desempeño Reserva Primaria Observada respecto a la Reserva Primaria Programada. Desempeño Reserva Primaria Observada respecto a la Reserva Primaria Disponible. Se observa que el Desempeño de la Reserva Primaria por unidad es en promedio un 57% al considerar la reserva programada y un 61% al considerar la reserva disponible previo a la ocurrencia de la falla. Lo anterior, se detalla en el Anexo 7.4, considerando el valor total por evento, y por unidad generadora. 4.2 ANÁLISIS DEL DESEMPEÑO DEL CF EN ESTADO NORMAL Y ALERTA En condiciones de operación en Estado Normal o Alerta, la NT establece exigencias de tiempo en el que la frecuencia del SI debe permanecer en determinados rangos, específicamente, el artículo 5-31 de la NT indica lo siguiente: “La frecuencia nominal de cada SI es 50 [Hz], ante lo cual el CDC deberá adoptar todas las medidas posibles para que ésta permanezca constante, aceptándose en régimen permanente para el Estado Normal y de Alerta, que el valor promedio de la frecuencia fundamental, medida en intervalos de tiempo de 10 segundos durante todo período de siete días corridos, se encuentre en los rangos siguientes: Sobre 49,8 Hz y bajo 50,2 Hz durante al menos el 97% del período; Entre 49,3 Hz y 49,8 Hz durante a lo más un 1,5% del período; Entre 50,2 y 50,7 Hz durante a lo más un 1,5% del período.” A partir de los registros de frecuencia que dispone la DO, se observa que el desempeño del control de frecuencia no cumple con lo establecido en el artículo 5-31 de la NT. En la Tabla 4.1 se muestra el desempeño para los meses de Agosto a Octubre de 2013: Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 17 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 Tabla 4.1 Desempeño Control de Frecuencia en el período Agosto-Octubre 2013. Promedio Diario Rango de Frecuencia [Hz] Agosto Septiembre Octubre Promedio Agosto - Octubre Bajo 49.3 0.00% 0.00% 0.01% 0.01% 49.3 – 49.8 1.60% 1.96% 2.42% 1.99% 49.8 – 50.2 92.27% 89.76% 89.58% 90.54% 50.2 – 50.7 6.13% 8.28% 8.00% 7.47% Sobre 50.7 0.01% 0.00% 0.01% 0.01% Considerando que el CSF se realiza en forma manual, y que las unidades que habitualmente lo realizan presentan en la operación real, tasas de subida/bajada de carga menores a la indicada, se produce un deterioro del desempeño del CSF. Esto implica que el CDC debe realizar el CSF mediante un esquema en el cual se consigna a una unidad el CSF y a una o más unidades el apoyo en esta función, lo que resulta poco eficiente. 4.3 ANÁLISIS DEL DESEMPEÑO DE LA TASA DE SUBIDA/BAJADA DE LAS UNIDADES En la gráfica siguiente se compara la tasa de subida y bajada de carga de las unidades generadoras, y que ha sido informada por los Coordinados, con la observada en la operación real. Valores observados en tiempo real: Promedio, mínimo y máximo CTTAR ANG2 ANG1 TG2B+0.5 TV1C TG2A+0.5 TV1C TG1B+0.5 TV1C TG1A+0.5 TV1C NTO2 NTO1 CTM2 CTM1 TG1 U16 U15 U14 U13 U12 CTH CTA MW/min Tasas de subida de carga de unidades del SING 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 Valores declarados Figura 4.1. Tasa de subida de carga de unidades generadoras. Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 18 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 Valores observados en tiempo real: Promedio, mínimo y máximo CTTAR ANG2 ANG1 TG2B+0.5 TV1C TG2A+0.5 TV1C TG1B+0.5 TV1C TG1A+0.5 TV1C NTO2 NTO1 CTM2 CTM1 TG1 U16 U15 U14 U13 U12 CTH 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 CTA MW/min Tasa de bajada de carga de unidades del SING Valores declarados Figura 4.2. Tasa de bajada de carga de unidades generadoras. Se observa un desempeño deficiente, lo que dificulta el realizar el CSF de manera manual. 4.4 REQUERIMIENTOS Dado el desempeño deficiente de algunas unidades, en lo que respecta al CF, es necesario que los Coordinados, realicen las acciones correctivas necesarias para mejorar el comportamiento de dichas unidades. Dichas acciones correctivas deberán ser coordinadas con la DO y considerar al menos lo siguiente: Determinar las causas del deficiente desempeño de la unidad en el CF, implementando las mejoras necesarias. Revisar los parámetros con los que actualmente se encuentra operando la unidad, en lo que respecta a estatismo, banda muerta y modo de operación de la unidad, modificando los parámetros que sean necesarios para dar cumplimiento a las exigencias de la NT. Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 19 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 5. CONTROL DE FRECUENCIA EN LA OPERACIÓN 5.1 SEÑALES PARA SUPERVISIÓN DEL CONTROL DE FRECUENCIA A fin de disponer de la información necesaria para la toma de acciones correctivas, se debe contar en el SITR con señales destinadas a la supervisión del CF, que internalicen los eventos y condicionantes que impactan la disponibilidad efectiva de estos recursos. En relación con la operación en tiempo real, se requiere contar con la siguiente información: a) Incorporar señal de acción total de CPF en las señales de guía para el despachador La desviación de la generación de las unidades generadoras respecto de su consigna de carga corresponde a la acción automática del regulador de velocidad de las unidades, lo que constituye la acción del CPF. Disponer de esta señal permitirá apreciar el esfuerzo realizado por el control primario de frecuencia para sostener las desviaciones naturales de la demanda del sistema, anticipando las desviaciones sostenidas y su consecuente impacto en la frecuencia. La acción del CPF constituye el primer recurso de control que mantiene las desviaciones de frecuencia acotadas, siendo un indicador de utilidad sobre las desviaciones que se están experimentando en la operación de tiempo real. b) Unidades que presentan limitación En los casos en que una unidad generadora vea limitada su generación por alguna restricción técnica momentánea, se recomienda asumir que la unidad generadora está imposibilitada para realizar CF; lo anterior, dado que considerar la reserva en giro en las unidades limitadas lleva a un potencial error en el dimensionamiento del recurso efectivamente disponible. Si se constata una limitación de la unidad, inmediatamente debe descontarse la reserva en giro de esta unidad de la señal de reserva en giro del sistema. c) Unidades que no pueden alcanzar su potencia máxima de despacho Durante la operación de tiempo real se verifica que algunas unidades no pueden llegar a su potencia máxima de despacho. Por esta razón, dicha unidad no está en condiciones de realizar CF en todo el rango de operación entre su potencia generada y la potencia máxima de despacho. Así, se recomienda eliminar la reserva en giro de estas unidades en el totalizador del sistema. d) Unidades en proceso de sincronización Las unidades en proceso de entrada, y principalmente aquellas que se encuentran bajo mínimo técnico, no necesariamente se encuentran en condiciones de realizar ajustes en su consigna de operación. De acuerdo a lo anterior, se recomienda eliminar la reserva en giro de estas unidades en el totalizador del sistema. e) Unidades disponibles para Reserva Pronta y Reserva Detenida de Corto Plazo Se debe disponer de un indicador que dé cuenta de la disponibilidad de Reserva Pronta y de Reserva Detenida de Corto Plazo. Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 20 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 f) Señal de consigna de las unidades Se debe disponer de información en tiempo real de las consignas que son instruidas por el operador de las unidades generadoras. 5.2 REGLAS DE DECISIÓN El objetivo de estas reglas es el reducir las ambigüedades y aunar criterios, acotando el riesgo de error o retardo en las decisiones. Estas reglas contemplan la decisión de activación de los distintos recursos correctivos de CF, tales como reserva en giro, despacho de unidades de partida rápida o de reserva detenida de corto plazo, entre otras. a) Recuperar recursos para CPF y CSF de manera oportuna En el caso de la operación del sistema en condiciones normales, dado que el CSF es realizado en forma manual por una unidad generadora de acuerdo a la consigna dada por el CDC, se presenta un apoyo constante de la acción de los reguladores de velocidad mediante el CPF para seguir la tendencia de la demanda, implicando adicionalmente una desviación de la frecuencia desde su valor nominal. El deterioro del recurso de CPF debe ser corregido de manera oportuna por la acción de cambio de consigna de unidades a través del CSF, con el objetivo de restituir los recursos de CPF a su valor nominal, a fin de mantener la capacidad del sistema de soportar contingencias que dan origen a condiciones de subfrecuencia. Asimismo, una vez que los recursos de CSF sean utilizados, estos deben ser restituidos, de modo que la capacidad del sistema para seguir las variaciones permanentes de la demanda se mantenga. Esto se logra mediante el despacho de unidades adicionales, ya sean unidades de partida rápida o de unidades de mayor tamaño, dependiendo de las disponibilidades y de las magnitudes de las desviaciones. Así, es de importancia que los despachadores consideren la siguiente secuencia de acciones: i. Al constatarse una desviación de la generación de las unidades producto de la acción del CPF, las unidades consignadas en el CSF deben actuar para recuperar estos niveles de reserva, independiente de los valores de subfrecuencia alcanzados ni los tiempos de permanencia en estos valores. La asistencia de la reserva en giro, para restituir la reserva para CPF, deberá ser solicitada al verificarse una acción de CPF equivalente a 20% o mayor. ii. En el caso que las acciones de CSF conlleven a un uso intensivo de este recurso, acercándose a los valores mínimos establecidos, se deberá dar acción a los recursos de reserva pronta y detenida de corto plazo. La asistencia de la reserva pronta, para restituir la reserva en giro, deberá ser solicitada al verificarse un deterioro de la reserva en giro para CSF, cuando el totalizador del recurso alcance valores inferiores a los 20 [MW]. De la misma forma, ante la insuficiencia de recursos de reserva pronta y tomando en cuenta las condiciones del sistema, el CDC evaluará la asistencia de reserva detenida de corto plazo. Lo anterior, siempre resguardando que el totalizador de Reserva Pronta más Reserva Detenida de Corto Plazo, sea superior a la restricción impuesta para CSF ante contingencia. De no ser así, el CDC deberá evaluar la sincronización al sistema de una unidad no consignada a participar en la reserva de CSF. Lo anteriormente expuesto queda resumido de mejor forma en el esquema siguiente: Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 21 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 Frecuencia del Sistema ACTIVA LIMITA Desviación RESTAURA VALOR NOMINAL Control Primario ACTIVA LIBERA RESERVAS LIBERA RESERVAS LUEGO DE UNA CONTINGENCIA Control Secundario LIBERA RESERVAS Reserva Detenida Figura 5.1: Relación entre los distintos recursos de control de frecuencia b) Recuperación de consumo en condiciones de baja reserva en giro En la operación normal del sistema, se verifican constantemente recuperaciones de demanda de los clientes, las cuales deben autorizarse únicamente cuando el monto que se desea recuperar no produzca un agotamiento de las reservas operativas existentes. Específicamente, la recuperación de carga debe realizarse cuando los recursos en giro son suficientes para absorber la desviación que se va a producir, cuidando que el nivel mínimo de reserva en giro se mantenga. Es por ello, cuando la reserva en giro es baja, debe considerarse la asistencia de la reserva pronta y la detenida de corto plazo mediante el despacho de unidades de partida rápida. Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 22 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES En el presente Estudio se han definido los requerimientos de reservas para CPF y CSF, para el período comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2014, considerando las exigencias de la NT y los estándares de SyCS allí establecidos. Se ha evidenciado la necesidad de introducir ciertas adecuaciones en el Esquema de Control de Frecuencia actualmente vigente en el SING, tendientes a mejorar su desempeño. Es por esto que se establecen una serie de medidas, tanto a nivel de la programación de la operación como para la operación en tiempo real, de manera de dar cumplimiento a los estándares indicados en la NT para el Control de Frecuencia. Las principales conclusiones se presentan a continuación: a) Requerimientos para CPF El requerimiento de reserva mínima en el sistema para realizar el CPF es de 70 [MW]. Este monto será aportado por la suma de la reserva primaria de cada unidad generadora que se encuentra despachada, o el Equipo de Compensación de Energía Activa que se encuentre habilitado para dicho fin. Todas las unidades generadoras, deben participar en el CPF. Para esto, deberán ser despachadas en una potencia tal que les permita preservar su capacidad para realizar dicho control, manteniendo una reserva de al menos un 7%. Dicho porcentaje podrá ser distinto en aquellas unidades cuyo aporte de reserva primaria es realizado mediante Equipos de Compensación de Energía activa. b) Requerimientos de CSF El requerimiento de reserva mínima para realizar el CSF es de: - Reserva en Giro para CSF requerida por el sistema es de 50 [MW], con holgura para subir y de 120 [MW] con holgura para bajar. Este nivel de reserva permite soportar las desviaciones de demanda real con respecto a la programada. - Tasa de subida/bajada de carga de al menos 2.3 [MW/min]. Esta tasa considera un seguimiento de las variaciones de la demanda en forma manual, dada una ventana móvil de 15 minutos. - Reserva CSF para Contingencia de 159 [MW], la que debe ser cubierta por la Reserva Pronta y Reserva Detenida de Corto Plazo. Esta reserva permite contar con un monto de reserva de partida rápida para cubrir contingencias, y recuperar la capacidad del sistema para realizar control de frecuencia, logrando normalizar los niveles de reserva para CPF y CSF. El CSF es realizado en forma manual por una unidad generadora, sin embargo, según la tasa de variación de carga que esta tenga, y considerando el requerimiento de tasa de subida/bajada del CSF, el CDC podrá requerir el apoyo a una o más unidades con el fin de tener una tasa real cercana a la indicada. Si bien, al establecer una tasa de subida/bajada de carga, mejoraría el desempeño global del sistema al realizar el CSF, no es posible asegurar que, estando el sistema en Estado Normal, la frecuencia se mantendrá dentro del rango 49.8-50.2 [Hz] el 97% del tiempo. Los factores que inciden en este comportamiento son los siguientes: - Tasas de subida/bajada de carga de algunas unidades generadoras, menores al valor mínimo especificado. - Retardos propios entre la toma de decisión y los aportes efectivos de las máquinas. Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 23 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 - Capacidad de respuesta dependiente del operador que realiza el CSF, siendo de de gran importancia que los operadores conozcan acabadamente la relación que existe entre la operación adecuada del SI y los modos de control de los grupos generadores. Al analizar las variaciones de demanda del SING minuto a minuto, se obtiene un requerimiento de tasa de subida/bajada de carga asociado al CSF de 11.64 [MW/min]. Dado que el CSF se realiza en forma manual y que en la actualidad son muy pocas las unidades generadoras del SING que tienen una tasa de subida/bajada de carga que pueda cubrir este requerimiento, resulta impracticable establecer una restricción de esta magnitud. Esta condición refuerza la necesidad de contar con un control automático de generación (AGC) en el sistema, dado que esta alternativa permitiría realizar el CSF de forma coordinada por un conjunto de unidades generadoras del SING, a través de un seguimiento oportuno de las desviaciones de demanda analizadas. c) Requerimientos Complementarios En el caso de las unidades, cuyo desempeño en el Control de Frecuencia es deficiente, se requerirá a los Coordinados respectivos el tomar las acciones correctivas necesarias para cumplir con las exigencias normativas y con los requerimientos establecidos en el presente Estudio. Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 24 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 7. ANEXOS 7.1 RESERVA PRIMARIA GENERADORAS Y POTENCIA MÁXIMA DE DESPACHO DE UNIDADES En la Tabla 7.2 se muestra la reserva primaria por unidad/componente generadora, y la potencia de despacho que permite que dicha reserva sea aportada al sistema. Tabla 7.1. Reserva Primaria y Potencia Máxima de despacho de Unidades Generadoras. Unidad /Configuración Potencia Máxima de 1 2 Despacho [MW] Reserva Primaria [MW] CTM1 149 5 CTM2 154 12 CTTAR 140 7 U10 o U11 33 5 U12 77 8 U13 80 6 U14 122 10 U15 116 10 TG3 28 10 TG1 o TG2 17 8 TGIQ 19 5 TGTAR 22 5 CTA 157 5 CTH 158 5 NT01 o NT023 135 5.6 ANG01 o ANG024 263 10 TG1A + 0.5TV1C o TG1B + 0.5TV1C 166 16 TG1A + TG1B + TV1C 332 32 TG1A o TG1B 105 16 TG2A + 0.5TV2C o TG2B + 0.5TV2C 166 11 TG2A + TG2B + TV2C 166 22 TG2A o TG2B 332 11 U16-TG + U16-TV 340 14 U16-TG 238 14 CTM3-TG + CTM3-TV 226 16 CTM3-TG 142 16 1 Para la configuración 1TG se considera la potencia máxima bruta vigente para la unidad operando en ciclo combinado y la relación de la generación de la turbina a gas respecto de la generación del ciclo combinado, igual a k. Se considera k igual a 0.63 para las unidades CC1, CC2 y CTM3, y k igual a 0.7 para la unidad U16. 2 Valores válidos para operación con combustible gas natural y diesel. 3 Para las unidades NT01 y NT02, la reserva primaria es entregada mediante el BESS ubicado en SE Andes. 4 Para las unidades ANG01 y ANG02, la reserva primaria es entregada mediante el BESS ubicado en SE Angamos. Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 25 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 7.2 RESERVA PRONTA Y DETENIDA DE CORTO PLAZO En la Tabla 7.2, se indican las unidades candidatas a ser consideradas como Reserva Pronta y Reserva Detenida de Corto Plazo. En dicha tabla se han considerado los tiempos de sincronización y de mínimo técnico observados por la DO en la operación en tiempo real, por ser representativos de la disponibilidad de la unidad5. Tabla 7.2. Reserva Primaria y Potencia Máxima de despacho de Unidades Generadoras. Tiempo hasta Sincronizar [minutos] Tiempo hasta Mínimo Técnico [minutos] TGTAR 10 11 8 8 19 GMAR 7 8 8.4 2.1 8.4 M1AR 14 24 2.997 0.999 2.997 M2AR 14 24 2.924 1.462 2.924 Unidades Potencia de Sincronización [MW] Potencia Mínima [MW] Potencia Máxima de Despacho [MW] MAIQ 31 61 2 5.936 5.936 MIIQ 19 29 2.924 1.462 2.924 MSIQ 25 55 2 6.2 6.2 SUIQ 15 25 4.2 1.4 4.2 TGIQ 19 20 10 10 19 SUTA 50 86 40 8 103.68 CTM3-TG 30 90 10 100 142 TG1 18 19 10 10 17 TG2 22 23 10 10 17 TG3 17 18 10 10 28 U16-TG 20 45 10 75 238 CUMMINS 10 10 0.2 0.722 0.722 DEUTZ 10 10 0.2 0.653 1.959 ZOFRI_1-6 6 6 0.9 0.36 0.9 ZOFRI_2-5 6 6 5.16 1.03 5.16 ZOFRI_13 6 6 1.6 0 1.6 ZOFRI_7-12 6 6 4.8 0.8 4.8 MIMB 20 28 5 2 28.64 TG1A 50 75 7 95 105.0 TG1B 50 75 7 95 105 TG2A 12 22 7 95 105 TG2B 50 75 7 95 105 AGB 1 1 2 0 2 5 Para las unidades identificadas en la Carta CDEC-SING N°1033/2011, se han considerado los tiempos de sincronización observados en la operación de tiempo real. Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 26 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 7.3 REGISTRO FALLA UNIDADES En la Tabla 7.3 siguiente se indican las unidades que han presentado fallas en el periodo de análisis, comprendido entre Enero de 2012 y Octubre de 2013. Tabla 7.3. Tiempos promedio y acumulados de duración de la falla de unidad generadora Tiempo Promedio duración de falla [horas] Frecuencia de Fallas Unidad N° de fallas Tiempo acumulado de Falla [horas] ANG1 6 13.08 78.48 ANG2 11 30.96 340.53 CTA 8 13.21 105.72 CTH 4 22.76 105.72 CTM1 9 15.20 91.05 CTM2 8 13.53 136.77 CTM3 4 9.37 108.22 CTM3-TG 1 3.12 3.12 CTM3-TV 2 3.15 6.30 10 44.96 449.60 NTO1 6 5.91 35.45 NTO2 3 22.17 66.52 TG1B 1 1.15 1.15 TG2A 3 1.11 3.32 TV1C 1 16.27 16.27 TV2C 1 19.50 19.50 U12 5 6.33 31.67 U13 17 6.64 112.83 U14 12 3.94 47.28 U15 14 3.51 49.08 U16 11 10.67 117.42 CTTAR Para determinar el tiempo de indisponibilidad promedio luego de una falla para cada unidad de generación, se considera el tiempo promedio de falla por unidad, el número de fallas de cada unidad generadora en el período y el número total de fallas en el periodo de análisis. De esta manera, el tiempo de falla promedio es calculado según la siguiente expresión: ∑ ∗ Donde, Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 27 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 : : : : : Tiempo promedio de indisponibilidad de unidades generadoras luego de ocurrida una falla. Número total de unidades generadoras consideradas. Número de fallas de la unidad i en el periodo de observación. Tiempo promedio de duración de falla de la unidad i. Número total de fallas en el periodo de observación. De acuerdo a lo anterior, se obtiene un tiempo promedio de indisponibilidad de unidades generadoras luego 13.56 . . de ocurrida una falla de Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 28 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 7.4 DESEMPEÑO CPF POR UNIDAD A continuación se muestra el desempeño de la reserva primaria, como un total por evento y desglosado por unidad generadora. Los valores aquí presentados han sido obtenidos de los respectivos EAF, realizados en eventos caracterizados por la operación del EDAC para el periodo enero-octubre de 2013. La Tabla 7.4 muestra el desempeño de la reserva primaria por evento. Tabla 7.4. Desempeño del Control de Frecuencia por Evento Mes Reserva Primaria Programada [MW] N° Evento CDC Desempeño [%] Reserva Primaria Disponible [MW] Respuesta Observada [MW] Reserva Observada Respecto a Reserva Programada Reserva Observada Respecto a Reserva Disponible Enero 3228 88.2 88.2 63.0 71.43% 71.43% Febrero 3249 58.4 28.6 28.9 49.49% 101.05% 3265 103.2 97.4 49.4 47.87% 50.72% 3275 81.2 76.2 59.6 73.40% 78.22% 3284 110.6 105.1 78.2 70.71% 74.41% 3286 115.6 113.2 78.6 67.99% 69.43% 3312 110.2 96.7 98 88.93% 101.34% 3301 114.2 110 75.4 66.02% 68.55% 3315 105.2 103.0 42.1 40.02% 40.87% 3318 103.2 101.5 57.7 55.91% 56.85% 3337 121.2 113.8 59.1 48.76% 51.93% 3342 90.2 88.2 54.4 60.31% 61.68% 3344 91.2 80.8 46.0 50.44% 56.93% 3349 85.2 64.6 48.0 56.34% 74.30% 3351 74.2 70.4 63.0 84.91% 89.49% 3362 109.2 105.2 74.0 67.77% 70.34% Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre - - - - - - 3393 115.2 108.2 64.2 55.73% 59.33% - - - - - - 3422 95.6 77.4 10 10.46% 12.92% 3428 105.2 85 50.5 48.00% 59.41% Nota: En el cálculo de Reserva Primaria Programada y Disponible no se considera la unidad falla. Las definiciones de cada una de las reservas indicadas en la tabla previa, se indica a continuación: Reserva Primaria Programada en el respectivo programa de generación. Este valor considera los montos de Reserva Primaria informados por los Coordinados. Reserva Primaria Disponible, considera el valor de reserva que efectivamente podrían haber entregado las unidades dado el nivel de generación real previo a la ocurrencia del evento de falla. Respuesta Observada, corresponde a la potencia eléctrica adicional que es proporcionada por la unidad generadora, considerando el máximo entre el valor entregado a frecuencia mínima y a 10 segundos. Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 29 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 La Tabla 7.5 muestra la respuesta de la unidad/componente generadora, considerando los últimos 5 eventos en los que estuvo presente, considerando los Eventos de Falla ocurridos durante el año 2013. Se debe considerar lo siguiente: Para las unidades Angamos N°1 y N°2, el aporte a la reserva primaria se realiza a través del BESS de S/E Angamos, por lo tanto en este caso lo que se evalúa es la respuesta del BESS. Para las unidades Norgener N°1 y N°2, el aporte a la reserva primaria se realiza a través del BESS de S/E Andes, por lo tanto en este caso lo que se evalúa es la respuesta del BESS. La componente TG2A no estuvo presente en los Eventos de Falla del año 2013 por lo que no se cuenta con registros que permitan evaluar su desempeño. La nomenclatura usada en las tablas considera lo siguiente: - N/R: no responde. Se utiliza cuando la unidad/componente no responde o no aporta reserva primaria. - N/A: no aplica. Se utiliza cuando la unidad/componente se encuentra, previo a la falla, en un nivel de despacho tal que no tiene reserva primaria disponible. Tabla 7.5. Desempeño del Control de Frecuencia por Unidad ANG1 (BESS Angamos) Desempeño [%] N° Evento 3428 3422 3362 3351 3349 Potencia Max. Despacho [MW] 263 263 263 263 263 Potencia previa falla [MW] 267.2 263.1 169.5 162.3 215.9 Reserva Primaria Programada [MW] 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 Reserva Primaria Disponible [MW] 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 Respuesta Observada [MW] Respuesta Observada Respecto a Reserva Programada Respuesta Observada Respecto a Reserva Disponible 9.8 N/R 10.0 10.0 9.8 98.0% 0.0% 100.0% 100.0% 98.0% 98.0% 0.0% 100.0% 100.0% 98.0% Desempeño Promedio 79.2% 79.2% ANG2 (BESS Angamos) N° Evento 3428 3422 3393 3362 3351 Potencia Max. Despacho [MW] 263 263 263 263 263 Potencia previa falla [MW] 223.4 265.6 150.0 249.1 123.6 Reserva Primaria Programada [MW] 10.0 10.0 20.0 10.0 10.0 Reserva Primaria Disponible [MW] 10.0 10.0 20.0 10.0 10.0 Respuesta Observada [MW] 9.8 N/R 19.6 10.0 10.0 Desempeño Promedio Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Desempeño [%] Respuesta Respuesta Observada Observada Respecto a Respecto a Reserva Reserva Programada Disponible 98.0% 98.0% 0.0% 0.0% 98.0% 98.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 79.2% 79.2% Página 30 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 NTO1 (BESS Andes) Desempeño [%] N° Evento 3428 3422 3393 3362 3351 Potencia Max. Despacho [MW] 135 135 135 135 135 Potencia previa falla [MW] 137.8 137.4 135.6 134.6 135.8 Reserva Primaria Programada [MW] Reserva Primaria Disponible [MW] 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 Respuesta Observada [MW] Respuesta Observada Respecto a Reserva Programada Respuesta Observada Respecto a Reserva Disponible 5.7 N/R 5.8 3.5 6.0 101.8% 0.0% 103.6% 62.5% 107.1% 101.8% 0.0% 103.6% 62.5% 107.1% Desempeño Promedio 75.0% 75.0% NTO2 (BESS Andes) Desempeño [%] N° Evento 3428 3422 3393 3362 3351 Potencia Max. Despacho [MW] 135 135 135 135 135 Potencia previa falla [MW] 145.2 135.4 132.8 134.7 133.3 Reserva Primaria Programada [MW] Reserva Primaria Disponible [MW] 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 Respuesta Observada [MW] Respuesta Observada Respecto a Reserva Programada Respuesta Observada Respecto a Reserva Disponible 5.7 N/R 5.8 3.5 6.0 101.8% 0.0% 103.6% 62.5% 107.1% 101.8% 0.0% 103.6% 62.5% 107.1% Desempeño Promedio 75.0% 75.0% CTTAR Desempeño [%] N° Evento 3393 3362 3351 3349 3344 Potencia Max. Despacho [MW] 140 140 140 140 140 Potencia previa falla [MW] 145.1 103.4 142.0 144.5 141.3 Reserva Primaria Programada [MW] 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 Reserva Primaria Disponible [MW] 1.9 7.0 5.0 2.5 5.7 Respuesta Observada [MW] Respuesta Observada Respecto a Reserva Programada Respuesta Observada Respecto a Reserva Disponible N/R 5.0 5.0 2.5 5.1 0.0% 71.4% 71.4% 35.7% 72.9% 0.0% 71.4% 100.0% 100.0% 89.5% Desempeño Promedio 50.3% 72.2% Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 31 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 U10 Desempeño [%] N° Evento 3393 Potencia Max. Despacho [MW] 33 Potencia previa falla [MW] 20.4 Reserva Primaria Programada [MW] Reserva Primaria Disponible [MW] 5.0 5.0 Respuesta Observada [MW] Respuesta Observada Respecto a Reserva Programada Respuesta Observada Respecto a Reserva Disponible 4.4 88.0% 88.0% Desempeño Promedio 88.0% 88.0% U11 Desempeño [%] N° Evento 3351 3337 Potencia Max. Despacho [MW] 33 33 Potencia previa falla [MW] 18.9 19.2 Reserva Primaria Programada [MW] Reserva Primaria Disponible [MW] 5.0 5.0 5.0 5.0 Respuesta Observada [MW] Respuesta Observada Respecto a Reserva Programada Respuesta Observada Respecto a Reserva Disponible 9.0 4.0 180.0% 80.0% 180.0% 80.0% Desempeño Promedio 130.0% 130.0% U12 Desempeño [%] N° Evento 3428 3422 3362 Potencia Max. Despacho [MW] 77 77 77 Potencia previa falla [MW] 76.2 57.7 62.0 Reserva Primaria Programada [MW] Reserva Primaria Disponible [MW] 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 Respuesta Observada [MW] Respuesta Observada Respecto a Reserva Programada Respuesta Observada Respecto a Reserva Disponible N/R 4.0 5.0 0.0% 50.0% 62.5% 0.0% 50.0% 62.5% Desempeño Promedio 37.5% 37.5% U13 Desempeño [%] N° Evento 3428 3362 3344 3342 3337 Potencia Max. Despacho [MW] 80 80 80 80 80 Potencia previa falla [MW] 86.7 71.2 68.2 71.2 60.8 Reserva Primaria Programada [MW] 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 Reserva Primaria Disponible [MW] 0.0 6.0 6.0 6.0 6.0 Respuesta Observada [MW] Respuesta Observada Respecto a Reserva Programada Respuesta Observada Respecto a Reserva Disponible N/R N/R N/R N/R 1.2 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 20.0% N/A 0.0% 0.0% 0.0% 20.0% Desempeño Promedio 4.0% 5.0% Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 32 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 U14 Desempeño [%] N° Evento 3428 3422 3393 3362 3351 Potencia Max. Despacho [MW] 122 122 122 122 122 Potencia previa falla [MW] 128.0 126.6 124.2 126.0 121.3 Reserva Primaria Programada [MW] Reserva Primaria Disponible [MW] 10.0 5.4 10.0 10.0 10.0 4.0 5.4 7.8 6.0 10.0 Respuesta Observada [MW] Respuesta Observada Respecto a Reserva Programada Respuesta Observada Respecto a Reserva Disponible N/R 5.0 N/R 2.0 4.0 0.0% 92.6% 0.0% 20.0% 40.0% 0.0% 92.6% 0.0% 33.3% 40.0% Desempeño Promedio 30.5% 33.2% U15 Desempeño [%] N° Evento 3428 3422 3393 3351 3349 Potencia Max. Despacho [MW] 116 116 116 116 116 Potencia previa falla [MW] 121.0 121.4 119.4 117.6 122.7 Reserva Primaria Programada [MW] Reserva Primaria Disponible [MW] 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 5.0 4.6 6.6 8.4 3.3 Respuesta Observada [MW] Respuesta Observada Respecto a Reserva Programada Respuesta Observada Respecto a Reserva Disponible N/R N/R N/R 3.0 N/R 0.0% 0.0% 0.0% 30.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 35.7% 0.0% Desempeño Promedio 6.0% 7.1% U16 Desempeño [%] N° Evento 3428 3422 3393 Potencia Max. Despacho [MW] 340 340 340 Potencia previa falla [MW] 295.0 266.2 282.6 Reserva Primaria Programada [MW] 14.0 14.0 14.0 Reserva Primaria Disponible [MW] 14.0 14.0 14.0 Respuesta Observada [MW] Respuesta Observada Respecto a Reserva Programada Respuesta Observada Respecto a Reserva Disponible 14.0 N/R 14.0 100.0% 0.0% 100.0% 100.0% 0.0% 100.0% Desempeño Promedio 66.67% 66.67% Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 33 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 CTA Desempeño [%] N° Evento 3428 3422 3393 3362 3351 Potencia Max. Despacho [MW] 157 157 157 157 157 Potencia previa falla [MW] 154.7 155.3 157.4 156.6 158.4 Reserva Primaria Programada [MW] Reserva Primaria Disponible [MW] 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 4.6 5.0 3.6 Respuesta Observada [MW] Respuesta Observada Respecto a Reserva Programada Respuesta Observada Respecto a Reserva Disponible 2.0 1.0 1.0 N/R N/R 40.0% 20.0% 20.0% 0.0% 0.0% 40.0% 20.0% 21.7% 0.0% 0.0% Desempeño Promedio 16.0% 16.3% CTH Desempeño [%] N° Evento 3428 3422 3393 3362 3351 Potencia Max. Despacho [MW] 158 158 158 158 158 Potencia previa falla [MW] 99.6 159.0 158.0 156.0 158.2 Reserva Primaria Programada [MW] Reserva Primaria Disponible [MW] 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 4.0 5.0 5.0 4.8 Respuesta Observada [MW] Respuesta Observada Respecto a Reserva Programada Respuesta Observada Respecto a Reserva Disponible 1.0 N/R 1.5 N/R N/R 20.0% 0.0% 30.0% 0.0% 0.0% 20.0% 0.0% 30.0% 0.0% 0.0% Desempeño Promedio 10.0% 10.0% CTM1 Desempeño [%] N° Evento 3428 3422 3393 3362 3351 Potencia Max. Despacho [MW] 149 149 149 149 149 Potencia previa falla [MW] 151.3 157.2 150.5 148.6 151.9 Reserva Primaria Programada [MW] 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 Reserva Primaria Disponible [MW] 2.7 0.0 3.5 5.0 2.1 Respuesta Observada [MW] Respuesta Observada Respecto a Reserva Programada Respuesta Observada Respecto a Reserva Disponible 2.5 N/R 2.2 3.0 N/R 50.0% 0.0% 44.0% 60.0% 0.0% 92.6% N/A 62.9% 60.0% 0.0% Desempeño Promedio 30.8% 53.9% Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 34 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 CTM2 Desempeño [%] N° Evento 3428 3422 3393 3349 3344 Potencia Max. Despacho [MW] 154 154 154 154 154 Potencia previa falla [MW] 155.9 161.8 157.7 152.8 161.4 Reserva Primaria Programada [MW] Reserva Primaria Disponible [MW] 11.0 12.0 12.0 12.0 12.0 9.1 4.2 8.3 12.0 4.6 Respuesta Observada [MW] Respuesta Observada Respecto a Reserva Programada Respuesta Observada Respecto a Reserva Disponible N/R N/R N/R 6.0 2.4 0.0% 0.0% 0.0% 50.0% 20.0% 0.0% 0.0% 0.0% 50.0% 52.2% Desempeño Promedio 14.0% 20.4% CTM3 Desempeño [%] N° Evento 3351 3422 Potencia Max. Despacho [MW] 226 226 Potencia previa falla [MW] 164.7 103.0 Reserva Primaria Programada [MW] Reserva Primaria Disponible [MW] 11.0 11.0 11.0 11.0 Respuesta Observada [MW] Respuesta Observada Respecto a Reserva Programada Respuesta Observada Respecto a Reserva Disponible 10.0 9.0 90.9% 81.8% 90.9% 81.8% Desempeño Promedio 86.4% 86.4% TG1A Desempeño [%] N° Evento 3362 3337 Potencia Max. Despacho [MW] 105 105 Potencia previa falla [MW] 98.0 98.7 Reserva Primaria Programada [MW] Reserva Primaria Disponible [MW] 16.0 16.0 16.0 16.0 Respuesta Observada [MW] Respuesta Observada Respecto a Reserva Programada Respuesta Observada Respecto a Reserva Disponible 14.0 5.5 87.5% 34.4% 87.5% 34.4% Desempeño Promedio 60.9% 60.9% TG1B Desempeño [%] N° Evento 3362 3337 Potencia Max. Despacho [MW] 105 105 Potencia previa falla [MW] 97.2 98.5 Reserva Primaria Programada [MW] 16.0 16.0 Reserva Primaria Disponible [MW] 16.0 16.0 Respuesta Observada [MW] Respuesta Observada Respecto a Reserva Programada Respuesta Observada Respecto a Reserva Disponible 18.0 5.8 112.5% 36.3% 112.5% 36.3% Desempeño Promedio 74.4% 74.4% Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 35 CDEC-SING C-0090/2013 Clasificación: Informe Final Versión: 2.0 TG2B Desempeño [%] N° Evento 3393 Potencia Max. Despacho [MW] 105 Potencia previa falla [MW] 101.6 Reserva Primaria Programada [MW] 11.0 Reserva Primaria Disponible [MW] 11.0 Respuesta Observada [MW] Respuesta Observada Respecto a Reserva Programada Respuesta Observada Respecto a Reserva Disponible 9.9 90.0% 90.0% Desempeño Promedio 90.0% 90.0% Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas - 2013 Página 36